de trabajo no definitio - ree

GT Especificaciones de Detalle para la determinación de la capacidad de acceso a la red

10 septiembre 2020

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Septiembre 2020

1. Presentación y bienvenida

2. Aprobación del acta de la reunión anterior

3. Aspectos Generales

4. Criterio Scc

• Propuesta de REE

• Comentarios recibidos

• Debate

5. Criterio estático



• Debate

6. Criterio dinámico



• Debate

7. Próximos pasos

Índice

2

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Bienvenida y Presentación

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Y ya empezamos con las ED …

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Sobre la aplicación, definiciones y consideraciones generales sobre la capacidad

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Publicación de información

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Objeto, Ambito y Consideraciones preliminares

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Objeto: establecer los aspectos particulares de criterio y metodología, así como de información, para el cálculo dela capacidad de acceso a la red de transporte de instalaciones de generación con conexión directa a la red detransporte o con conexión en distribución con afección sobre la red de transporte y la operación del sistema

Ámbito de aplicación, a sujetos: OS y GRdT, Transportista o distribuidores propietarios de elementos detransporte, GRdD, titulares de instalaciones de generación

Instalación de generación: MGE {MGES, MPE} según Reglamento (UE) 2016/631 y RD647/2020

Potencia instalada según Art.3 del RD413/2014, excepto para fotovoltaica según Art. 3.h) del Real Decreto 244/2019

Acuerdo de Conexión: Contrato Técnico de Acceso

Nudo de la red de transporte susceptible de valoración de capacidad de acceso parque de subestación de unatensión determinada cuyo embarrado o conjunto de barras es perteneciente a la red de transporte existente oplanificada con carácter vinculante, en los términos de la normativa vigente (procedimientos de operación P.O.12.2y P.O.13.3) Doc

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Consideraciones generales de capacidad de acceso

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Capacidad de acceso: Carácter nodal y, en su caso,zonal

Zona: conjunto de nudos con influencia mutua y quecomparten limitación de uno o más criterios decapacidad de acceso, incluyendo red de distribuciónsubyacente

Conectados a RdD (>1 MW y afección >10 MW sobre nudo RdT)

RdD

RdT

Agrupación Σ (P1, …, P6) MWP1 MW

P2 MW P3 , P4 MW P5 MW

P6 MWConexiones en antena < 10 MW

RdT

RdD

Potencia instalada mínima para nueva salida a la red de transporte (previsible solución en planificación) según POs

Capacidad de acceso de generación otorgada a una instalación será la capacidad máxima según Reglamento (UE) 2016/631, como la máxima potencia que podrá inyectar dicha instalación en el punto frontera de conexión física con la red de transporte. No es una capacidad garantizada.

o La valoración para cada uno de los criterios se llevará a cabo sobre un conjunto de escenarios representativos del año horizontefinal del Plan vigente de desarrollo de la red de transporte, en condiciones de disponibilidad completa de red.

o La capacidad de acceso de un nudo o zona de la red para un tipo de generación será el mínimo de las capacidades resultantes de los criterios de potencia de cortocircuito, de comportamiento estático y de comportamiento dinámico que le fueran de aplicación.

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Ahora tratamos de …

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Criterio Scc

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ED para RdT. Criterios de potencia de cortocircuito

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Aspectos que son necesario desarrollar en las EEDD.

Especificación de Detalle

1 Ámbito de aplicación

2 Aplicabilidad del criterio WSCR para la valoración de la capacidad de acceso

3 Potencia de cortocircuito trifásica efectiva

4 Umbral de admisibilidad de WSCR, si no viniera definido en la Circular

5 Determinación de las ZIE. Umbral MIIF

6 Controles o diseños específicos en MPE

7 Escenario de aplicación Docum

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1. Ámbito de aplicación

• Criterio de aplicación para la valoración de la capacidad de acceso de MPE.

• Propuesta redacción Especificación de Detalle:

Pág. Apartado Texto

64.2.1 Capacidad de Acceso por Potencia de Cortocircuito

Este criterio será de aplicación para la valoración de la capacidad de acceso de MPE.

Aceptado

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2. Aplicabilidad del criterio WSCR para la valoración de la capacidad de acceso (I)

• Referencia: Circular de Acceso y Conexión y GT_Scc

• Índice Ponderado de Potencia de Cortocircuito (WSCR, Weighted Short Circuit Ratio): relaciónponderada entre la potencia de cortocircuito y las capacidades máximas de acceso de MPE ennudos de una misma ZIE

• No es de aplicación directa para determinar la capacidad máxima de acceso:

o Infinitas soluciones (problema indeterminado)

o Necesidad de una hipótesis adicional Reparto de capacidad proporcional a la Scc delos nudos que integran la ZIE

• Se tendrán en cuenta consideraciones particulares

• Revisión anual

𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊 =∑𝑖𝑖

𝑁𝑁 𝑊𝑊𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖 � 𝑃𝑃𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖

∑𝑖𝑖𝑁𝑁 𝑃𝑃𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖

2

𝑃𝑃𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗 = 𝑘𝑘 �𝑊𝑊𝑆𝑆𝑆𝑆𝑗𝑗

𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊𝑊

𝑘𝑘 =∑𝑖𝑖

𝑁𝑁 𝑊𝑊𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖2

∑𝑖𝑖𝑁𝑁 𝑊𝑊𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖

2

Capacidades de acceso de MPE

Índice WSCR

ZIE

Nudo 1

Nudo 3

Nudo 2

Nudo 1: Scc1Nudo 2: Scc2

Capacidades de acceso de MPE

Nudo 3: Scc3

Scc1 > Scc2 > Scc3

Nudo 1

Nudo 3

Nudo 2

ZIE

Nudo 4

Nudo 4: Scc4. Consideraciones particularesDocum

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2. Aplicabilidad del criterio WSCR para la valoración de la capacidad de acceso (II)


Aceptado



Índice Ponderado de Potencia de Cortocircuito (WSCR, Weighted Short Circuit Ratio): Relación ponderada entre la Scc y las capacidades máximas de acceso de MPE en nudos de una misma ZIE, según la siguiente expresión:


𝑁𝑁 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖�𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖

(∑𝑖𝑖𝑁𝑁 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖 )

2 , siendo:

Scci: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo i perteneciente a la ZIE.N: Número de nudos que constituyen la ZIE.𝑃𝑃𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖: Capacidad máxima en MW de MPE conectados o con permiso de acceso otorgado al nudo i perteneciente a la ZIE.


La capacidad de acceso de los nudos de una ZIE se distribuirá en función de su Scc, tal y como se indica en la siguiente expresión, pudiéndose utilizar a este respecto consideraciones particulares de dichos nudos (viabilidad físico-técnica de habilitar nuevas salidas para generación, …) y se revisará anualmente por el operador del sistema. Así la capacidad de acceso (en MW) del nudo j, sería:

∑𝑖𝑖𝑁𝑁 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖2

(∑𝑖𝑖𝑁𝑁 Scci )

2 � 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑗𝑗𝑊𝑊𝑆𝑆𝑊𝑊𝑊𝑊

, siendo:

Sccj: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo j perteneciente a la ZIE.N: Número de nudos que constituyen la ZIE a la que pertenece el nudo j.

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3. Potencia de cortocircuito trifásica efectiva

• Referencia: NERC “Integrating InverterBased Resources into Low Short Circuit Strength Systems Reliability Guideline December2017” o AEMO “System Strength”

• Se tendrá en cuenta únicamente la Scc trifásica aportada por generadores síncronos• Propuesta redacción Especificación de Detalle:

• Tras nuevo análisis por parte de REE se propone incluir en las ED una definición más explícita al concepto de Scc efectiva, para nodejar lugar a dudas de cómo evaluarlo.

Aceptado



Índice Ponderado de Potencia de Cortocircuito […], según la siguiente expresión:


𝑁𝑁 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖�𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖

(∑𝑖𝑖𝑁𝑁 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖 )

2 , siendo:

Scci: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo i perteneciente a la ZIE.


[…] Así la capacidad de acceso (en MW) del nudo j, sería:∑𝑖𝑖

𝑁𝑁 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖2

(∑𝑖𝑖𝑁𝑁 Scci )

2 � 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑗𝑗𝑊𝑊𝑆𝑆𝑊𝑊𝑊𝑊

, siendo:

Sccj: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo j perteneciente a la ZIE.Doc

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4. Umbral de admisibilidad de WSCR (I), si no viniera definido en la propia circular AyC.

• Referencia: GT_Scc Entregable_3_Conclusiones_GT_Scc_vf y consulta a fabricantes (a determinar por la CNMC - Circular AyC-)

• En función de la adecuación tecnológica de los MPE, se establecen los siguientes límites de WSCR:

ZIE en la que todos los MPE en servicio y con permiso de acceso otorgado cumplen con los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631

WSCR

No 20 (*)

Si 6

Nota: valores de SCR estimados en el punto de conexión del parque con el sistema eléctrico

(*)

Umbrales WSCR Recomendado 15/6

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4. Umbral de admisibilidad de WSCR (II), si no viniera definido en la propio circular AyC.


Aceptado



En función de la adecuación tecnológica de los MPE, se establecen los siguientes límites de WSCR:

Nota 1:El valor aquí indicado es el comunicado por las asociaciones sectoriales de renovables en el grupo de trabajo creado al efecto de revisión de criterio vigente de acceso (GT_Scc) como seguro para los MPE existentes. Consultas posteriores del OS a fabricantes de máquinas eólicas y FV indican que, conforme a la información aportada, la gran mayoría de máquinas eólicas e inversores fotovoltaicos instalados en nuestro sistema tendrían teóricamente un funcionamiento estable con un valor de 15.Doc

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5. Determinación de las ZIE. Umbral MIIF (I)

• Referencia: Cigre WG B4.41 (2008) "Systems with multiple DC infeed"

• Zona de Influencia Eléctrica (ZIE): Conjunto de nudos de la red de transporte eléctricamentepróximos en los que la variación de tensión en un nudo tiene una influencia significativa en latensión del resto de nudos, para lo que se utilizará el Factor de Interacción Múltiple (MIIF, MultiInfeed Interaction Factor)

• El factor MIIF puede variar en función del nudo donde se aplique la variación de tensión

• La matriz MIIF del sistema se obtiene con el valor más restrictivo obtenido entre MIIFij y MIIFji

• Nudos del sistema fuertemente unidos tienen un MIIF≥ 0,98 (análisis y experiencia)

• Agrupaciones de nudos dan lugar a las ZIE

• Gestión de intersecciones

Índice MIIF

𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖𝑗𝑗 =∆𝑉𝑉𝑗𝑗

∆𝑉𝑉𝑖𝑖

𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖𝑗𝑗 ≠ 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑖𝑖

Matriz MIIF del sistema eléctrico

�1 ⋯ 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀1,𝑁𝑁⋮ ⋱ ⋮

𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑁𝑁,1 ⋯ 1�

Sistema de potencia

Nudo i

∆Vi

Nudo j

∆Vj

MIIF≥ 0,98Umbral MIIF

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖𝑗𝑗 , 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑖𝑖)

n 𝑚𝑚 𝑛𝑛

Matriz Sensibilidades

MIIFij

Matriz Sensibilidades

MIIFjiNudo j donde afecta la ∆V

Nudo i donde se aplica la ∆V

Nudo i donde afecta la ∆V

Nudo j donde se aplica la ∆V

1

2

4

ZIE A

ZIE C

3 ZIE BDocum

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5. Determinación de las ZIE. Umbral MIIF (II)


Aceptado



Con objeto de contemplar la influencia eléctrica mutua entre nudos cercanos y entre MPE conectados a ellos, se definen: Zona de Influencia Eléctrica (ZIE): Conjunto de nudos de la red de transporte eléctricamente próximos en los que la variación de tensión en un nudo tiene una influencia significativa en la tensión del resto de nudos, para lo que se utilizará el Factor de Interacción Múltiple (MIIF, Multi Infeed Interaction Factor):

𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑖𝑖𝑗𝑗 = ∆𝑉𝑉𝑗𝑗

∆𝑉𝑉𝑖𝑖, siendo:

∆𝑉𝑉𝑖𝑖: Variación de tensión (kV o p.u.) en el nudo i ∆𝑉𝑉𝑗𝑗: Variación de tensión (kV o p.u.) inducida en el nudo j como consecuencia de la variación de tensión del nudo iSe considera que dos nudos de la red de transporte pertenecen a la misma ZIE si su índice MIIF≥ 0,98.

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6. Exención de aplicación del criterio Scc a MPE. Controles o diseños específicos en MPE

• Referencia:

• Aplicación singular del criterio WSCR a aquellos MPE que acrediten la disponibilidad de controles o diseños específicos quejustifiquen una menor necesidad de Scc


Aceptado



El operador del sistema podrá eximir de la aplicación o realizar una aplicación singular del criterio WSCR a aquellos MPE para los que en la solicitud de acceso se acredite la disponibilidad de controles o diseños específicos que justifiquen una menor necesidad de Scc en la red de transporte para asegurar un funcionamiento estable (e.g., control grid forming). Esta consideración requerirá su acreditación efectiva previamente a la puesta en servicio.

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7. Escenario de aplicación (I)

• Referencia: GT_Scc: “Entregable_3_Conclusiones_GT_Scc_vf”

• Horizonte de la planificación vigente

• Representativo de baja Scc del orden del percentil 5, asimilable a escenarios de mínima generación síncrona (must-run síncrono)

• Número N representativo al objeto de eliminar efectos locales en nudos asociados a la generación síncrona mínima

• Capacidad resultante a nivel nodal corresponde a la media ponderada de las capacidades obtenidas en los diferentes escenarios

Capacidades de acceso MPE Caso

1

Caso 1 horizonte planificación must-run

Cálculo Scc

Identificación de ZIE

Caso 2 horizonte planificación must-run

Cálculo Scc


Capacidad de acceso de MPE

a nivel nodal

Caso N horizonte planificación must-run

Cálculo Scc



2


N

.

.

.Docum

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7. Escenario de aplicación (II)


Aceptado


7 y 84.2.1 Capacidad de Acceso por Potencia de Cortocircuito

La determinación de la capacidad de acceso por Scc y la definición de ZIE se evaluará a partir de escenarios del año horizonte de la planificación vigente representativos de situaciones de baja Scc en el sistema, al objeto de reducir el riesgo de interacciones entre controles de MPE o potenciar mal funcionamiento de los equipos o del propio sistema. Se entenderán como escenarios representativos de baja Scc aquellos que reflejen perfiles de Scc con probabilidad de ser superada del orden del 95% (i.e., percentil 5), lo que en la práctica puede asimilarse a escenarios con generación síncrona mínima (must-run síncrono ). Para evaluar la capacidad de acceso a partir de escenarios de generación síncrona mínima, deberán postularse suficientes escenarios representativos de operación que reflejen de manera topológicamente equilibrada distintas hipótesis de distribución verosímil de la generación síncrona mínima necesaria en el sistema en el año horizonte de la planificación vigente.

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ED para RdT. Criterio de potencia de cortocircuito

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Conclusiones:

Especificación de Detalle ¿Aceptado? Comentarios


2Aplicabilidad del criterio WSCR para la valoración de la capacidad de acceso

3 Potencia de cortocircuito trifásica efectiva

4 Umbral de admisibilidad de WSCR

5 Determinación de las ZIE. Umbral MIIF

6 Controles o diseños específicos en MPE

7 Escenario de aplicación Docum

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Criterio estático

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ED para RdT. Criterio estático

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Aspectos que son necesario desarrollar en las EEDD.


1 Selección de casos de estudio

2 Determinación de zona o agrupación de nudos

3 Método de cálculo de la capacidad de acceso por comportamiento estático

La capacidad de acceso por comportamiento estático será la capacidad máxima de generación que puede inyectarse en un nudo o en una zona compuesta por una agrupación de nudos sin que se produzcan sobrecargas ni en situaciones N, ni en N-X no admisibles según los criterios de seguridad recogidos en los POs en una proporción de horas elevada.Doc

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ED para RdT. Criterios de comportamiento estático

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1. Selección de casos de estudio

o La selección de casos de estudio se realizará sobre los casos de la Planificación vigente:• Actualmente H2015-2020• Futuro H2021-2026 y sucesivas planificaciones

o Método de clusterización K-Means aplicado a las series de 8760 datos horarios de

• Producción Renovable (Eólica + Solar + Hidráulica RoR + Resto no gestionable) • Resto Producción (Térmica + Hidráulica gestionable) • Demanda • Intercambios internacionales

Método que da como resultado N casos, cada uno con una probabilidad asociada

Se propone que N esté entre 100 y 150 casos de funcionamiento representativos de la operación a lo largo del año horizonte deestudio, cada uno con su probabilidad asociada.

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Aceptado


84.2.2 Capacidad de Acceso por Comportamiento Estático

La capacidad de acceso (MW) por comportamiento estático en un nudo o zona para una determinada situación se determinará como la producción máxima de la generación conectada a ellos que no origina sobrecargas en las ramas de la red de transporte que sean inadmisibles según los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema establecidos en el PO 1.1 , ni en situaciones N (disponibilidad de las N ramas de la red de transporte) ni en situaciones N-X (indisponibilidad de X ramas de la red de transporte).

Para las situaciones de disponibilidad N-X se evaluarán asimismo las posibilidades derivadas de la aplicación de sistemas y mecanismos de reducción automática de generación tras contingencia.

(…)

La determinación de la capacidad de acceso por comportamiento estático se evaluará sobre un conjunto de casos obtenidos de la simulación de la operación del sistema en todas las horas del año horizonte de la planificación vigente, de forma que sea representativo de la operación a lo largo de un año completo, y permita una caracterización probabilística suficientemente robusta de la capacidad de acceso.Doc

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2. Determinación de zona o agrupación de nudos

o Conjunto de nudos con una sensibilidad similar a una determinada sobrecarga en la red y que, en consecuencia, compartirán unacapacidad de acceso común por comportamiento estático

Nudos: Oncala 220 kV y Trévago 220 kV

Limitación: N a 390 MW.

Elemento limitador: L/Trévago-Moncayo 220 kV

ZONA 1 ZONA 2

ZONA 1 ZONA 2Nudos: Oncala 220 kV, Trévago 220 kV, Moncayo 220 kV y Lanzas Agudas 220 kV

Limitación: N-1 a 380 MW (con mecanismos reducción generación 664 MW).

Elemento limitador: L/Moncayo-Lanzas Agudas 220 kV

Contingencia: L/Moncayo-Magallón 220 kVPara las situaciones de disponibilidad N-X se evaluarán asimismo las posibilidades derivadas de la aplicación de sistemas y mecanismosde reducción automática de generación tras contingencia.

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2. Determinación de zona o agrupación de nudos

o Se proponen como agrupaciones de nudos:

• Conjunto de nudos en antena

• Nudos no mallados en un eje

• Nudos de distinta tensión (400 kV-220 kV) conectados mediante unidad de transformación

• Para el resto de nudos se propone un método de agrupación de nudos basados en el clusterizado de la matriz PTDF (matriz desensibilidades del flujo en las ramas ante cambios en las inyecciones de potencia de nudos).

Método de clusterización DBSCAN porque no requiere como dato de entrada el númerode clústeres Determina el número de nudos de la zona o agrupación

Parámetros necesarios a definir:

Densidad mínima del clúster: Número mínimo de elementos de una agrupación. Sepropone establecer 2 nudos como mínimo

Distancia de los elementos: Determina las diferencias máximas entre los nudos en lassensibilidades frente a un elemento limitante. Tiene relevancia en el tamaño de losclústeres. Determinación aún en estudio

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Aceptado



A estos efectos, se define zona como el conjunto de nudos con una sensibilidad similar a una determinada sobrecarga en la red y que, en consecuencia, compartirán una capacidad de acceso común por comportamiento estático.

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3. Método de cálculo de la capacidad de acceso por comportamiento estático

Proceso iterativo y automatizado Para cada caso se calcula la máxima producción para cada nudo y zona a efectos de los criterios de comportamiento estático

Para cada nudo o agrupación de nudos

1. Se seleccionan las contingencias a analizar Todas las N-X del sistema completo o de la zona de influencia2. Se selecciona el sistema vigilado Sistema completo o zona de influencia3. Se comprueba si existen sobrecargas en N o en N-X

Si existen sobrecargas: se ha alcanzado el límite de evacuación del nudo, zona o región y finaliza el proceso• Capacidad de evacuación• Caso N o N-X en el que se obtiene la capacidad de evacuación más limitante• Elemento limitante, es decir, el que se sobrecargaría en N o N-X si la generación a evacuar fuera mayor

No existen sobrecargas: se aumenta la producción del nudo o agrupación y se reduce la misma producción en el resto de nudos.

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3. Método de cálculo de la capacidad de acceso por comportamiento estáticoo La capacidad de acceso por comportamiento estático de cada nudo y agrupación de nudos, corresponde con el valor cuya

probabilidad de ser superada sea igual a un valor umbral (10%) obtenido mediante la monótona de las capacidades de acceso por comportamiento estático de cada uno de sus caso y su probabilidad de ocurrencia.

o El valor umbral se encuentra relacionado con el límite del 5% de vertido de energía establecido en el Art. 13.5 del Reglamento (UE) 2019/943.

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Aceptado



La capacidad de acceso por comportamiento estático de cada nudo o zona se corresponderá con una probabilidad estimada de ser superada del 10% en el escenario de estudio (estimación no vinculante que no considera las restricciones de producción que pudieran derivarse de indisponibilidades por mantenimiento.

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ED para RdT. Criterio estático

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Conclusiones

Especificación de Detalle ¿Aceptado? Comentarios

1 Selección de casos de estudio

2Determinación de zona o agrupación de nudos

3Método de cálculo de la capacidad de acceso por comportamiento estático

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Criterio dinámico

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ED para RdT. Criterios de comportamiento dinámico

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Aspectos que son necesarios desarrollar en las EEDD.



2

Criterios de admisibilidad dinámica

2.1 Criterio de la máxima desconexión de generación (SEPE)

2.2 Criterio del máximo deslastre de demanda (TNP)

2.3 Criterio de la pérdida de sincronismo entre generadores

2.4 Criterio del régimen permanente final

2.5 Criterio de la desconexión de las líneas de interconexión España-Francia (SEPE)

2.6 Criterio del amortiguamiento de las oscilaciones

3 Limitaciones de capacidad zonales

4 Escenarios de estudio

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1. Ámbito de aplicación

• Criterio de aplicación para la valoración de la capacidad de acceso de MGES y MPE.



84.2.3 Capacidad de Acceso por Comportamiento Dinámico

Este criterio será de aplicación para la valoración de capacidad de acceso de MGES y de MPE.

Aceptado

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2.1 Criterio de la máxima desconexión de generación

• Referencias:

o P.O. 13.1. Criterios de desarrollo de la red de transporte: capacidad máxima de generación,máxima desconexión de generación admisible

o Criterios generales de protección: tipo de falta (trifásica franca a tierra), tiempo instantáneo dedespeje de falta (100 ms), tiempo de actuación de la protección de fallo de interruptor (250 ms)

• Este criterio aplica solo al SEPE. No aplica a los TNP.

• Ante faltas en el sistema es muy probable que se produzca la desconexión de generación.

• Es lógico y esperable la desconexión de generación cercana a la falta (ppalmente por mínima tensión,sobretensión, sobre velocidad, pérdida de sincronismo o aislamiento del defecto).

• Sin embargo, también se produce la desconexión de generación, alejada de la falta, que no presentala capacidad para soportar hueco de tensión (FRTC). Esta generación corresponde a eólica yfotovoltaica existente de España y Portugal, y a generación futura Tipo A.

• La desconexión de generación sin FRTC supone grandes desequilibrios instantáneos entre lageneración y la demanda, lo cual incrementa el riesgo para la seguridad del sistema, y recorta lascapacidades de acceso de la mayoría de los nudos de la RdT

Extensión del hueco de tensión.

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• La aplicación de este criterio implica conocer la topología de la subestación donde se simula la falta.A efectos prácticos y con carácter general, puede concluirse:

o Subestaciones de “barra simple” y “doble barra”: la falta de 100 ms (con la desconexión asociadamáxima admisible de 1.300 MW), es el criterio limitante a la hora de valorar la capacidad deacceso.

o Subestaciones de “interruptor y medio” y “anillo”, la falta limitante es la de 250 ms (con ladesconexión asociada máxima de 3.000 MW), si bien existe una limitación de capacidad deacceso máxima alcanzable a nivel de calle de 1.300 MW.

• Para la desconexión de generación local (muy cercana a la falta) se contabiliza como pérdida degeneración el 100% de la potencia instalada. Para el resto se considera < 100%, en función decoeficientes de simultaneidad de producción eólica vs. solar.

Cap.100 ms = 1.300 MW – ∑PdesconectadaCap.250 ms = 3.000 MW – ∑Pdesconectada

Cap. Nudo = mín (Cap.100 ms, Cap.250 ms)

SSEE SB, DB y TB:Capacidad total por nudo

Cap.100 ms = 1.300 MW – ∑PdesconectadaCap.250 ms = 3.000 MW – ∑Pdesconectada

Cap. Calle = Cap.100 msCap. Nudo = Cap.250 ms

SSEE IM y AN:Capacidad total por nudo y por calle

Simultaneidad producción

eólica vs. solarDocum

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Aceptado


94.2.3 Capacidad de Acceso por ComportamientoDinámico

Con carácter general, para el sistema eléctrico peninsular español se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:(…)• Desconexiones de generación superiores a 3.000 MW ante faltas de 250 ms3.

Nota 3: 250 ms es el mínimo tiempo de despeje con actuación correcta del sistema de protecciones pero con fallo de interruptor (N-1 de elemento sin redundancia) de acuerdo a la metodología de los tiempos críticos establecida en los "Criterios Generales de Protección". Se utiliza de acuerdo al P.O.13.1 para la evaluación de la capacidad máxima de producción por nudo/zona como fallo de modo común con capacidad de provocar la desconexión de toda la generación de un mismo nudo o nudos eléctricamente próximos.


• Algún nudo de la red presenta un tiempo crítico de despeje de defecto inferior a 100 ms4. En la práctica, esto se asimila a desconexiones de generación superiores a 1.300 MW (máxima desconexión admisible por diseño de reservas del sistema) ante faltas mantenidas 100 ms.

Nota 4: 100 ms es el mínimo tiempo de despeje para las protecciones de acuerdo a la metodología de los tiempos críticos establecida en los "Criterios Generales de Protección".

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Aceptado



(…)Atendiendo a los dos últimos puntos, a efectos prácticos y con carácter general, puede concluirse:

• La capacidad de acceso total de una subestación, atendiendo únicamente a los dos puntos mencionados, corresponde a la máxima desconexión de generación admisible ante falta menos la suma de la potencia desconectada en otras subestaciones tras la aplicación de la falta

• Subestaciones de barra simple y doble barra: la falta de 100 ms (con la desconexión asociada máxima admisible de 1.300 MW), es el criterio limitante a la hora de valorar la capacidad de acceso.

• Subestaciones de interruptor y medio y anillo: la falta limitante es la de 250 ms (con la desconexión asociada máxima de 3.000 MW), si bien existe una limitación de capacidad de acceso máxima alcanzable a nivel de calle de 1.300 MW.

• Para subestaciones con configuraciones distintas se aplicará la misma metodología adaptando las contingencias postulables según los “Criterios generales de protección”.

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2.2 Criterio del máximo deslastre de demanda

• Referencias:

o P.O. 13. Criterios de planificación de las redes de transporte de los sistemas eléctricosinsulares y extrapeninsulares: capacidad máxima de generación:

“Desde el punto de vista de la estabilidad dinámica del sistema, todas las nuevassubestaciones, deben cumplir el criterio de máxima capacidad de producción (…) por nudo ozona eléctrica, para lo cual, ninguna falta eléctrica en embarrados despejada en los tiemposmás reducidos que permita el sistema de protección, provocará: (…)

- La pérdida de más del 10% de la demanda por actuación directa de los sistemas dedeslastre de cargas por frecuencia.”

• Aplicación para el cálculo de la capacidad de acceso:

1. Determinar la máxima pérdida de generación admisible en cada sistema: aquéllaque provoca el incumplimiento del criterio del 10% (G10%)

2. Cálculo de la capacidad de acceso total en cada nudo, atendiendo a este criterio:

Cap. Nudo = G10% – ∑Pdesconectada

SSEE SB, DB y TB:Capacidad por nudo

SSEE IM y AN:Capacidad por nudo y por calle

Cap. Calle = G10% – ∑PdesconectadaCap. Nudo = n * Cap. Calle

n = nº de calles disponibles para generación

Frecuencia

Extensión del hueco de tensión

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2.2 Criterio del máximo deslastre de demanda


Aceptado



Con carácter general, para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:(…)• Pérdida de más del 10% de la demanda por actuación directa de los sistemas de deslastre

de carga por frecuencia.


Adicionalmente, en los territorios no peninsulares, para minimizar el riesgo para la estabilidad del sistema y las restricciones en la operación, la capacidad de acceso para una salida de subestación de la red de transporte (o que pudiera desconectarse por fallo simple de un elemento de las instalaciones de conexión) estará sujeta a los límites resultantes de los correspondientes estudios de estabilidad de frecuencia realizados por el operador del sistema para cada uno de los subsistemas eléctricos no peninsulares.Doc

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2.3 Criterio de pérdida de sincronismo entre generadores de distintas áreas

• Referencias:

o P.O. 13.1. Criterios de desarrollo de la red de transporte: capacidad máxima de generación

• Ante falta en algunos nudos de la red, uno o varios generadores se pueden acelerar. En el peor delos casos, los grupos pueden llegar a una sobrevelocidad excesiva que suponga la desconexión delos mismos por pérdida de sincronismo.

• Las posibilidades de pérdida de sincronismo de un generador aumentan con los siguientesfactores:o Elevada producción en el nudo o zonao Tiempos largos de aplicación de la faltao Impedancia elevadas de evacuación

• La pérdida de sincronismo y desconexión de uno o varios grupos frente al resto del sistema esaceptable, siempre que la desconexión total de generación no supere los límites máximosadmisibles (1.300 MW / 3.000 MW).

• Sin embargo no se considera admisible la pérdida de sincronismo de un conjunto de generadoresfrente a otro. Este fenómeno puede llevar a fuerte oscilaciones de potencia entre las líneas deconexión de las distintas zonas en las que están ubicados los generadores. Para evitar estefenómeno podría ser necesario restringir la capacidad de acceso.

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2.3 Criterio de pérdida de sincronismo entre generadores de distintas áreas


Aceptado



Pérdida de sincronismo entre áreas de generación coherente, excepto el caso de los generadores que individualmente pierdan el sincronismo frente al resto del sistema eléctrico.

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• Referencias:

o P.O. 13.1. Criterios de desarrollo de la red de transporte: criterios de fiabilidad

• Uno de los criterios para considerar una simulación admisible, es que tras el régimentransitorio, el sistema alcance un régimen permanente admisible, es decir, que cumpla con loscriterios de sobrecargas y tensiones propias de los estudios estáticos.

• Propuesta redacción Especificación de Detalle



Con carácter general, para el sistema eléctrico peninsular español se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:(…)El régimen permanente final no cumple con los criterios seguridad y funcionamiento del sistema para comportamiento estático establecidos en los procedimientos de operación para fallo múltiple. No obstante, no se considerarán inadmisibles aquellas violaciones que puedan eliminarse mediante acciones paliativas de la operación evitándose la posible pérdida de suministro extensiva o en cascada.

Aceptado

Régimen permanente final

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2.5 Criterio de la pérdida de las líneas de interconexiónEspaña-Francia

• Referencias:

o P.O. 13.1. Criterios de desarrollo de la red de transporte: capacidadmáxima de generación

o Criterios generales de protección

o Characteristics of the France-Spain Interconnection

• El sistema eléctrico francés, unido al resto del sistema europeointerconectado, presta un apoyo muy importante frente a perturbacionesen el sistema eléctrico peninsular. Por lo que mantener esta interconexiónen condiciones de grandes perturbaciones es de especial interés.

• La pérdida de las líneas de interconexión con Francia puede deberse a unaumento del flujo de potencia, provocado por la desconexión de generaciónen la península, lo que puede llevar a fenómenos no admisibles comosobrecargas, subtensiones y pérdida de sincronismo. Pérdida de

interconexión ESP-FRADoc

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2.5 Criterio de la pérdida de las líneas de interconexión España-Francia


Aceptado



Con carácter general, para el sistema eléctrico peninsular español se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:(…)• Desconexión de alguna línea de interconexión España-Francia, por implicar el

incumplimiento de los dos primeros aspectos antes mencionados.

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2.6 Criterio del amortiguamiento de oscilaciones

• Referencias:

o P.O. 13.1. Criterios de desarrollo de la red de transporte:Comportamiento dinámico

• “Se comprobará que al final de la simulación las oscilaciones depotencia de todos os generadores presenten un coeficiente deamortiguamiento superior al 5%. Donde el coeficiente deamortiguamiento se define como:

Siendo “σ” el coeficiente de atenuación del término exponencial del modode oscilación, y “w” su pulsación (2π*frecuencia).

ξ = −σ√(σ2+ω2)

*100

V en un nudo de la RdT.Oscilaciones de 1 Hz con ξ < 5%Doc

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2.6 Criterio del amortiguamiento de oscilaciones


Aceptado



Con carácter general, para el sistema eléctrico peninsular español se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:(…)• Amortiguamiento inferior al 5% en las oscilaciones de potencia de algún generador.

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3. Limitaciones zonales

• En términos generales, la aplicación de todos los criterios de admisibilidad tendrá carácter zonal. Los nudos pertenecientes a la mismazona comparten capacidad de acceso.

• Caso particular de determinación de zona: si tras la aplicación de falta en un nudo se produce la desconexión de generadores conectadosa otros nudos, estos nudos forman parte de la misma zona (criterio objetivo y de análisis sistemático).

Para la desconexión por mínima tensión o sobretensión de MPE solo contabilizan los que cuenten con la capacidad FRT requerida en laOM TED/749/2020 (para estudios en el SEPE) o P.O. 12.2-SENP vigente (para estudios en los TNP).

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• Adicionalmente: realización de estudios específicos para determinar el impacto de la incorporación de nueva generaciónsobre la estabilidad del sistema. Especialmente en zonas donde se hayan identificado previamente situaciones de riesgopara la estabilidad.

• Ejemplo: aumento de las oscilaciones de potencia de grupos síncronos al incorporar nueva generación en nudos cercanos.

Potencia eléctrica grupo síncrono:- Sin nueva generación- Con nueva generación

+ 2.500 MW

- 2.500 MW

0 MW

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Aceptado



PROPUESTA PRELIMINAR PARA INCLUIR EN ED:

Los criterios para determinar la capacidad de acceso por dinámico tienen carácter nodal (paradeterminar capacidades de acceso por nudo) y zonal (para determinar capacidades de accesopor zonas).

A efectos de cálculo de la capacidad de acceso por dinámico, se define “zona por dinámico”como el conjunto de nudos con influencia similar significativa sobre uno o varios de loscriterios de admisibilidad dinámica para la valoración de la capacidad de acceso. De maneraparticular, para el sistema eléctrico peninsular español, dos o más nudos pertenecerán a unamisma “zona por dinámico” si tras la aplicación de un defecto trifásico en uno de ellos, lastensiones residuales por la aplicación de la falta o las sobretensiones transitorias tras despejede defecto registradas en el resto de nudos, provocaran la desconexión de generadores concapacidades técnicas conforme a la OM TED/749/2020. En el caso de los sistemas de losterritorios no peninsulares, la referencia a la orden TED, debe ser entendida como referenciaal PO 12.2-SEPE vigente.

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4. Escenarios de estudio



Para determinar la capacidad de acceso por comportamiento dinámico se postularán escenarios representativos de la operación en el horizonte de la planificación vigente que reflejen adecuadamente las problemáticas principales y permitan analizar las potenciales situaciones de mayor riesgo asociadas a la estabilidad dinámica del sistema, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones. Con carácter general, los escenarios postulados cumplirán con las siguientes características:

• Generación síncrona acoplada: se considerará escenarios del año horizonte final de la planificación vigente representativos de baja generación síncrona acoplada; en particular, escenarios de generación síncrona mínima.

• Intercambios con Francia: se podrán considerar escenarios importadores y exportadores; en particular, los valores máximos de importación y de exportación considerados en los casos del año horizonte final de la planificación vigente, por representar las situaciones de mayor riesgo potencial para la estabilidad del sistema.

• Producción de generación renovable: se considerará una producción elevada basada en estadísticas reales de producción y en los niveles de producción contemplados en los escenarios de planificación.

• Demanda: se considerarán valores de demanda de forma que la penetración de la generación renovable (la cobertura de la demanda con renovables) sea elevada, especialmente con generación eólica y fotovoltaica y que sean coherentes con las condiciones anteriores establecidas.

• Capacidades y requisitos técnicos de los grupos generadores: se considerarán las características reales de la generación en servicio y el cumplimiento estricto de la normativa vigente para los generadores futuros, es decir, sin considerar capacidades técnicas superiores a las mínimas requeridas en esa normativa.

Adicionalmente se podrán evaluar escenarios representativos con elevada concentración zonal de generación, en aras de poder analizar fenómenos dinámicos derivados de estas circunstancias, que no queden reflejadas mediante el análisis de escenarios de baja generación síncrona acoplada.

Aceptado

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ConclusionesEspecificación de Detalle ¿Aceptado? ¿Comentarios?


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Criterios de admisibilidad dinámica

2.1Criterio de la máxima desconexión de generación (SEPE)

2.2Criterio del máximo deslastre de demanda (TNP)

2.3Criterio de la pérdida de sincronismo entre generadores


2.5Criterio de la desconexión de las líneas de interconexión España-Francia (SEPE)

2.6Criterio del amortiguamiento de las oscilaciones

3 Limitaciones de capacidad zonales

4 Escenarios de estudio

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Y ahora acabamos con …

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Próximos pasos

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GT Especificaciones de Detalle. Próximos pasos

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< 6 Sep 20 Remisión de Comentarios PropuestaREE de EDT

10 Sep 20 Reunión SG_CG

17 Sep 20 Reunión SG_CGyGEN

8 Oct 20 Reunión SG_CG

15 Oct 20 Reunión SG_CGyGEN

5 Nov 20 Reunión SG_CG

12 Nov 20 Reunión SG_CGyGEN

26 Nov 20 Reunión SG_CG

3 Dic 20 Reunión SG_CGyGEN . Cierre GT

• Reunión SG_CGyGEN

o Misma agenda y planteamiento queesta.

• Comentarios a la propuesta de REE

o <30 septiembre

• Primera propuesta preliminar deED para RdD

o Fecha????

• Objetivos tentativos para lareunión 8 Octubre

o Cerrar propuesta criterio Scc_RdT

o Discusión y avance en acuerdos decriterio estáticos_RdT y dinámico_RdT

o Presentación y discusión de propuestaED_RdD

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Gracias por su atenciónwww.ree.esDoc

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de trabajo no definitio - ree

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